Режимы работы нефтяных месторождений Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Выполнила: Шокурова Т.А. Режим работы месторождения –это преобладающий тип пластовой энергии, посредством которой нефть движется к добывающим скважинам. Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки месторождения, эксплуатации скважин, так и природными геологофизическими условиями. РиЭНГМ Его можно устанавливать, поддерживать, контролировать и заменять другим. 2 РиЭНГМ В результате эксплуатации нефтяных скважин на дневную поверхность извлекается только часть запасов нефти, находящихся в пластах. Отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным геологическим запасам носит название коэффициента нефтеотдачи. 3 Различают текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи. В первом случае он определяется на конкретную дату разработки, а во–втором в конце периода разработки. Прекращение эксплуатации скважин или их «списание» из эксплуатационного фонда приурочено к предельно высокой обводненности продукции (до 99%) или очень малому дебиту нефти. При этом значения величин предельных обводненности и дебита определяется экономической целесообразностью разработки нефтяной залежи. РиЭНГМ 4 Рассматриваются следующие режимы: - Упругий; - Упруговодонапорный; - Жестководонапорный; - Режим растворенного газа; - Режим газовой шапки; - Гравитационный; 5 Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме – это процесс извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области изменяются во времени в каждой точке пласта. Упругий режим проявляется, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины 6 Упругий запас пласта – это объем жидкости в пластовых условиях, который можно извлечь из пласта при снижении давления до заданного предельного значения за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей. Упругий запас: 𝑉упр = 𝑉пл 𝛽 ∗ ∆𝑝 𝑉пл - объем пласта ∆𝑝 = 𝑝0 − 𝑝(𝑡) 𝑝0 - начальное пластовое давление p(t) – текущее пластовое давление 7 При разработке нефтяных месторождений происходит перераспределение пластового давления, обусловленное упругими свойствами пласта и насыщающих его жидкости и газа. Вода и нефть вместе с растворенным газом под воздействием пластового давления находятся в сжатом состоянии, а твердый скелет пласта – под действием горного давления, возникающего из–за веса вышележащих пород и давления в жидкости находится в упруго-напряженном состоянии. После пуска добывающих скважин давление жидкости в призабойной зоне пласта понижается. Это вызывает расширение жидкости и сокращение порового объема, в результате чего происходит вытеснение нефти к скважинам. Понижение давления по мере эксплуатации скважин постепенно распространяется вглубь пласта. РиЭНГМ 8 РиЭНГМ Скорость распространения давления в пласте определяется коэффициентом пьезопроводности æ. Положение границы области распространения пониженного давления можно оценить по формуле Э.Б.Чекалюка: 𝑅 𝑏 𝛴 𝑅 𝑡 = 𝑟𝑐 + 𝜋æ𝑡 9 Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме – это извлечение нефти из пласта без воздействия в условиях, когда Рпл остается выше давления насыщения. Упругий режим является неустановившимся процессом, т.е. Рпл и скорость продвижения нефти и воды в пласте в каждой точке является переменной величиной и зависит от времени. Упругий режим проявляется при изменении дебитов добывающих скважин, расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины, при пуске и остановке скважин. РиЭНГМ Теорию упругого режима используют для решения различных задач по разработке нефтяных месторождений. 1.На основе теории упругого режима создана методика определения параметров пласта по кривым восстановления забойного давления (КВД) после остановки скважины, ранее продолжительное время работавшей с постоянным дебитом q. Суть данного метода состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления во времени t. РиЭНГМ 11 РиЭНГМ В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t=0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое pс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового pк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. Снятую кривую восстановления забойного давления pс = pс(t), перестраивают в координатах Δрс(ln t). На рисунке показана типичная кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Δpс=f(ln t). Кривая восстановления забойного давления в скважине 12 РиЭНГМ Экстраполируя прямолинейный участок на графике, определяют отрезок в, отсекаемый на оси Δpс, и тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс а=tg φ. Затем на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима по формулам и определяют гидропроводность и пьезопроводность пласта: 𝑔= 𝑘ℎ 𝜇н æ= 𝑟𝑐 4𝜋в 𝑒𝑥𝑝 2,25 𝑞0 = 𝑞0 4𝜋𝑡𝑔𝜑 ((( ( 13 Если известны вязкость жидкости и толщина пласта, то из первой формулы находится значение коэффициента проницаемости пласта. Полученные параметры пласта будут характеризовать его призабойной зону. Существуют различные способы обработки КВД: без учета притока жидкости к скважине после ее остановки и с учетом притока жидкости. К первой группе относятся метод Хорнера, метод построения кривой в координатах ΔРзаб и ln t; метод Чарного и др. Ко второй группе относятся дифференциальные и интегральные методы И.А.Чарного и И.Д.Умрихина, интегральные методы Г.И.Баренблатта, Ю.П.Борисова, Э.Б.Чекалюка и др. 14 РиЭНГМ 2. Определение гидропроводности и пьезопроводности пласта между двумя скважинами, известное как «гидропрослушивание» также основано на теории упругого режима пласта. Сущность этого метода заключается в прослеживании влияния режима работы одной скважины (возмущающей) на характер изменения давления в других скважинах (реагирующих). «Гидропрослушивание» пласта осуществляется следующим образом. В момент времени t = 0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом qA (рис.). Кривая изменения давления в прослушиваемой скважине 15 На рисунке слева показаны «волны» понижения пластового давления (р1<р2<р3), а справа – типичная кривая изменения давления в прослушиваемой скважине. Используя кривую понижения давления pсв = pсв(t), можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если в скв. В не происходит изменения давления, то считают, что между этими скважинами отсутствует гидродинамическая связь. Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки. РиЭНГМ 16 3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном расходе во времени поступления воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения. Если нефтяное месторождение, окруженное обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород, разрабатывается без воздействия на пласт, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта. РиЭНГМ 17 В процессе отбора из пласта жидкости пластовое давление изменится по сравнению с начальным pко, которое сохранится в водоносной части на некотором, постоянно увеличивающемся удалении от контура нефтеносности. Построив карту изобар (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление p, которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. По замерам в пьезометрических скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности, определяют изменение давления на контуре pкон в этих скважинах которое можно принять за давление на внешнем контуре нефтеносности. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового p = p(t) или контурного pкон = pкон(t) давлений. По отбору жидкости из нефтяной залежи с использованием уравнения материального баланса можно определить изменение во времени поступления воды qзв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из законтурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи qж = qж(t). РиЭНГМ РиЭНГМ На рисунке показано изменение qж = qж(t) за начальный период Δt1. Там же приведены возможные варианты изменения этих показателей в процессе дальнейшей разработки месторождения. Изменение прогнозируют на соответствующих упругого режима. ркон=ркон(t) основе решения задач теории Зависимость ркон от времени t 1 – фактическое (замеренное в пьезометрических скважинах) контурное давление ркон за период Δt1; 2 - возможные варианты изменения ркон при различных qж (t > t1) 19 РиЭНГМ 4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта после перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах перетоков воды в законтурную область пласта при заданном давлении на контуре нефтеносности. Зависимость qж от времени t : 1 – фактическое изменение qж за период Δt1; 2 – возможные варианты изменения qж при t > t1 20 Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет уходить в законтурную область. При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин задано давление ркон, а требуется определить расход воды, уходящей в законтурную область пласта. РиЭНГМ 5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим. Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе расположения скважин. Пусть в какой–то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t=0 их вновь включают в эксплуатацию. Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления, т.е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима. Чтобы выполнить такие расчеты, необходимо получить дифференциальное уравнение упругого режима в пласте. РиЭНГМ 22 Уравнение фильтрации жидкости при упругом режиме Запишем уравнение неразрывности массы жидкости в пласте: ( m) div( v ) 0 t где ρ – плотность жидкости; m – коэффициент пористости; v - вектор скорости фильтрации жидкости; ( Vx ) ( Vy ) ( Vz ) div( v ) x y z Vx, Vy, Vz – проекции вектора скорости на оси x, y, z РиЭНГМ 23 РиЭНГМ Закон сохранения массы формируется так: в любом материальном объеме масса жидкости во времени не меняется. Под материальным объемом понимается объем, состоящий из одних и тех же частиц жидкости во все моменты времени. Горные породы, и в т.ч. нефтяные пласты, находятся в напряженном состоянии. Если в пласте мысленно выделить элементарный объем в виде кубика, то напряженное состояние его будет характеризоваться тензором напряжений с 6– ю компонентами (рис.5.5) τx, τy, τz, τxy, τxz , τyz. Если ось z направлена по вертикали, а x, y, - по горизонтали, то нормальное напряжение τz=Pг называется горным давлением, а нормальные напряжения τх и τу – боковым горным давлением τх = τу = Pб. z yz y z yz xy xz xz xy x x y Рис. 5.5. Компоненты тензора напряжения в элементарном объеме горных пород 24 Вертикальное горное давление весом вышележащих пород определяется PГ H Здесь γ - средний удельный вес вышележащих горных пород, Н - глубина залегания пласта. Боковое горное давление определяют по соотношению: Pб PГ Связь между внутрипоровым пластовым давлением Р, создаваемым жидкостью и газом, горным давлением и нормальным напряжением можно записать в виде: Pr P РиЭНГМ 25 где за среднее нормальное напряжение можно принять: x y z 3 Нефтяной пласт и насыщающие его нефть, вода и газ являются упругими телами. Величина деформации у них небольшая. Для малых деформаций упругих тел известен линейный закон Гука, который устанавливает зависимость между объемной деформацией и нормальным напряжением. За счет сжимаемости твердого скелета нефтяного пласта при изменении величины напряжения изменяется пористость пласта: m m0 c ( 0 ) РиЭНГМ 26 Положим, что плотность жидкости линейно зависит от давления Р: 0 1 ж ( Р Р0 ) где βж – коэффициент сжимаемости жидкости. Запишем закон Дарси и допустим, что проницаемость пласта k от x, y, z не зависит, т.е. пласт изотропный: k P Vxi xi хi = x, y, z . РиЭНГМ 27 При РГ = const, учитывая вышеуказанные формулыи полагая ρ=ρ0, уравнение можно привести к виду: 2 Р 2 Р 2 Р Р æ 2 2 2 t у z х æ k , с m ж где æ и β – соответственно коэффициенты пьезопроводности и упругоемкости пласта. Уравнение называется дифференциальным уравнением упругого режима. Решение уравнения позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта. В общем случае его можно решить только численными методами. РиЭНГМ 28 РиЭНГМ Уравнение материального баланса Материальный баланс – простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения массы, согласно которому поступившая масса жидкости в какой – либо участок пласта равна извлеченной плюс то, что осталось в нем. Это один из первых инструментов контроля, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе пласта, и предшествует применению более сложных методов моделирования. Рассмотрим уравнение материального баланса для случая разработки пласта в режиме выше давления насыщения. В этом случае необходимо учитывать четыре компоненты: – расширение нефти и воды при изменении давления в пласте; – деформацию породы; – объемы отобранной нефти и воды из элемента пласта; – объем закачанной воды в этот элемент; – изменение пластового давления от начального до текущего. Уравнение материального баланса используется для оценки объема притока воды из законтурной водоносной области, перетоков жидкости через границу изучаемого участка пласта, для определения среднего пластового давления при известном объеме отобранной из пласта жидкости. 29 Уравнение материального баланса РиЭНГМ Уравнение материального баланса в общем виде можно записать так: Δ Vжпл +Vзак+Vч= Vнпл + Vвпл где Vзак – объем закачанной воды в данный участок, ΔVжпл – объем добытой жидкости из данного элемента за счет деформации горных пород и жидкости (упругий запас пласта); Δ Vжпл = β* ΔР Vэл; Vч – объем притока жидкости из-за контура нефтеносности или из смежных элементов пласта; Vнпл – объем добытой нефти из данного элемента в пластовых условиях; Vвпл – объем добытой воды из данного элемента; ΔР – изменение среднего пластового давления; Vэл – объем элемента пласта. В зависимости от постановки задачи, под элементом можно понимать нефтенасыщенный пласт целиком или отдельный участок пласта. Если в пласте в начальный момент имелась нефть и вода, то коэффициент упругоемкости пласта рассчитывается по формуле: с m Sн н Sв в 30 РиЭНГМ Замкнутый упругий режим Режим реализуется в замкнутом изолированном пласте. Конечный КИН при разработке на этом режиме приблизительно равен 2%. Приток к скважине будет происходить до тех пор, пока пластовое давление не станет равным забойному. При реализации давление в пласте быстро снижается и может наблюдаться переход на режим растворенного газа Схема замкнутого пласта 31 РиЭНГМ Для замкнутого пласта можно записать уравнение: 𝑑𝑝 𝑄 𝑡 = − 𝑑𝑡 𝑉𝛽∗ p – средневзвешенное по объему пластовое давление; Q(t) – отбор жидкости из пласта; V – объем пласта 32 РиЭНГМ Жестководонапорный режим Это случай, когда пласт можно считать бесконечным (рис.). Вероятность пополнения его водой из водоносной области не ограничена. Таким образом, давление на контуре питания постоянно. Схематизация пласта для расчета жестководонапорного режима 33 Например, на месторождении Аль Хамра в Ливии после 25 лет разработки пластовое давление остается равным начальному, при обводненности более 80% Конечный КИН при разработке на этом режиме может быть более 70%. На месторождении Статфьорд (Северное море) почти за 33 года разработки текущий КИН превысил 72% РиЭНГМ РиЭНГМ Принцип суперпозиции при упругом режиме Пусть на месторождении введено в работу несколько скважин: А, В и С. Очевидно, что на изменение давления в пласте будет влиять работа каждой скважины. Вклады от работы каждой скважины можно сложить арифметически. Таким образом, изменение давления в пласте можно записать следующим образом: ∆𝑝𝑁 = ∆𝑝𝐴 + ∆𝑝𝐵 + ∆𝑝𝐶 35 РиЭНГМ Упруговодонапорный режим Водоносная область имеет некоторые конечные размеры. Упрощенно проявление этого режима можно продемонстрировать следующим образом: в центре залежи – водонапорный режим, а на границе водяной области – упругий. Конечный КИН при разработке на таком режиме может достигать 60% Схематизация залежи для расчета упруговодонапорного режима 36 РиЭНГМ Характерная динамика основных технологических показателей при всех видах упругого режима 03. t’ – момент окончания преобладания упругих сил в пластовых процессах; Г – газовый фактор; Qн – текущая добыча нефти; Pпл – пластовое давление 37 Режим растворенного газа. Процессы, происходящие в пласте при реализации режима Режим растворенного газа (режим истощения) – это один из естественных режимов разработки. Он проявляется, когда давление в пласте снижается ниже давления насыщения пластовой нефти газом. Конечный КИН при разработке на данном режиме достигает не более 12%, а чаще составляет 6-7% РиЭНГМ 38 РиЭНГМ Фазовое состояние углеводородных систем до и после достижения режима растворенного газа, которое проиллюстрировано на рисунке. 39 РиЭНГМ Режим является малоэффективным. Основная причина – происходящие в пласте необратимые фазовые изменения. После разработки на режиме растворенного газа никакой другой режим уже не будет существенно эффективным, так как газ уже никаким рентабельным методом вновь растворить в нефти невозможно 40 Динамика объемов жидкости и газа в свободном объеме при моделировании процесса перехода и последующей разработки на режиме растворенного газа Как видно из рисунка, значительные изменения начинаются после снижения давления в системе ниже давления насыщения – увеличение объема системы и выделение газа РиЭНГМ 41 РиЭНГМ Давление насыщения пластовой нефти газом pнас – это такое равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе изотермического расширения (при пластовой температуре) переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость). Объемный коэффициент нефти Вн – это отношение объема нефти с растворенным в ней газом к объему дегазированной нефти (при давлении в системе меньшем давления насыщения пластовой нефти газом) 42 Из теории многофазной фильтрации известно, что газ с самого начала является подвижной фазой и гораздо более подвижной, чем нефть и вода. Со временем газ занимает все больший объем и проскальзывает через нефть. Изменение относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа в зависимости от газонасыщенности РиЭНГМ 43 РиЭНГМ Режим газовой шапки В нефтяных залежах вытеснение нефти в скважины при снижении пластового давления происходит за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом перемещается газонефтяной контакт, газ прорывается в скважины и растет газовый фактор. Эффективность извлечения нефти из пластов зависит от их коллекторских свойств, толщины нефтяного слоя, вязкости нефти, перепада давления 44 Так, в слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших депрессиях и вязкости нефти конечный коэффициент нефтеотдачи не превышает 0,2–0,25. В этом случае наблюдается быстрый прорыв газа, малый охват пласта процессом вытеснения. В высокопроницаемых пластах, при большом угле наклона и малых депрессиях, т.е. при условиях, благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа, КИН может достигать 0,5–0,6. 45 РиЭНГМ Гравитационный режим При полном истощении других видов пластовой энергии или их первоначальном отсутствии (малые глубины залегания) в наклонных пластах нефть из них под действием гравитационных сил стекает на забой скважины и после чего ее извлекают. Такой режим называется гравитационным. Гравитация редко бывает основной движущей силой при разработке залежей нефти. Однако, гравитационные силы могут играть значительную роль, сопутствуя процессу извлечения нефти при других режимах и увеличивая нефтеотдачу на 10–20%. 46
